OLJELETNING: Nordsjöns dinosaurier

Två gånger har teknikutvecklingen räddat oljeinkomsterna tillNorge. När de första oljefynden under Nordsjön gjordes på 1960–talet fanns egentligen inga möjligheter att lönsamt hämta uppoljan. Dåtidens oljepris på bara några dollar per fat räckteinte för att täcka kostnaderna för att hämta olja underhavsbotten. Två oljekriser som tiofaldigade oljepriset gjordedet möjligt att bygga de gigantiska stål- ochbetongkonstruktioner som krävdes för att få upp oljan.

När sedan, på 1980-talet, oljepriset halverades räddades vad somhöll på att bli katastrofalt olönsamma fält av ett nytttekniksprång – som nu används för att hämta olja från tidigareotänkbara vattendjup och annars olönsamma oljekällor. Det förstasteget ut till havs togs på korta stålben. I praktiken var detvanliga landbaserade borriggar som försågs med ett tiotal meterlånga stålben och ställdes på enklast möjliga sätt på sandbottenrakt över oljekällan några kilometer ut från land.

När det stora Ekofisk-fältet hittades på den norskakontinentalsockeln blev förutsättningarna helt andra.Vattendjupet var ca 60 meter, fältet mycket stort och avståndettill landet flera hundra kilometer. Kostnaderna skulle bligigantiska för att få upp ett fat råolja. Trots att Norge, meddet oljepris på ca två dollar per fat som då gällde, aldrigskulle kunna konkurrera med Saudiarabien, drogs projektet i gång.På några år byggdes i praktiken en hel stad för ett par hundraanställda upp, mitt ute i Nordsjön. Bostäder ochproduktionsplattformar på långa stålben kompletterades med engigantisk betongtank för den uppumpade oljan och rörledningarner till kontinenten.

Den första oljan togs i land i Norge 1971. Vadproduktionskostnaden skulle bli var då, i oljeyran, ingen somvågade fråga.

Oljekrisen 1973/74, som tiofaldigade oljepriset, räddade Ekofiskoch Norge från en ekonomisk katastrof och satte dessutom fart påutbyggnaden av nya fält. Under de närmaste åren steg oljeprisetoch tillät produktionskostnader på, så småningom, väl över 20dollar per fat – i dåtidens penningvärde.

Den s.k. offshore-tekniken utvecklades i rasande takt.Plattformarna och vattendjupen växte och i de norska fjordarnabyggdes allt högre betongkonstruktioner som sen bog-serades utoch ställdes på oljefält som Statfjord, Gullfaks och Troll.Dykare slog nya djuprekord, men till priset av liv och hälsa,och undervattensrobotar fick allt mer att göra. Dengrundläggande tekniken att leta efter och få upp råolja är igrunden densamma sedan drygt 100 år. Men med vattendjup på över300 meter och vinterstormar med våghöjder på 20 meter kännssteget ändå bra långt från borriggen i Texas eller, för all del,brunnsborraren i Sverige. Principen är dock densamma: läsageologin rätt, borra på rätt ställe, montera pumpen ochkontrollera flödet.

På alla områden har tekniken revolutionerats.

För att hitta de porösa bergarter som ligger indränkta i råolja,gas och vatten, tre-fyra kilometer under havsbottnen som ärtäckt av 300-400 meter vatten, används satelliter, seismik ochdatorer. Från rymden mäts nästan omätbara skillnader i magnetismoch gravitation. Från fartyg mäts ekot från ljudvågorna frånjordskorpan efter de sprängladdningar som detonerats påhavsbottnen. Insamlade data körs i datorprogram som berättar varoljan kanske finns.

Där borras de första prospekteringshålen från specialbyggdafartyg eller flytande plattformar. De kan förankras eller hållasexakt på plats med datorstyrda propellrar. Om man hittaroljekällan blir nästa steg att testa hur stor den är och hurmycket olja som kan utvinnas. Blir det bingo är det dags attsätta produktionsplattformen på plats.

Från dessa gigantiska stål- och betongkolosser borras dussintalshål snett ner i de oljeförande berglagren. Borrkronan, som kanvara upp till en meter i diameter, består av diamantförseddahjul som gnager sig igenom berggrunden. Den sätts fast i ändenpå borrsträngen som består av sammankopplade ca trettio meterlånga rör.

För att få borrsträngen att snurra kläms den fast i en vridbarskiva på borriggens huvuddäck. Efterhand som borrkronan äter signer genom berget förlängs strängen med nya rör. När kronan måstebytas får hela strängen dras upp och rördelarna skruvas av. Detkan ta veckor att borra ett enda hål. Borrsträngarna kan fås attgå i båge ut från plattformen ner i de olika delarna avoljefältet.

Den senaste tekniken gör det möjligt att få borrsträngen att gåflera kilometer horisontellt genom de oljeförande lagren. Medett enda håll kan man då hämta olja från stora delar av källan.Några av hålen används för att pumpa ner vatten eller kemikalieri oljefältet för att på så sätt pressa fram mer olja. Trots detgår det sällan att få ut mer än kanske häften av den olja omfinns i de mjuka sten- och sandlagren. Upp ur hålet kommerråolja blandat med gas och vatten. På plattformen separerasvattnet, som pumpas tillbaka ner i marken, oljan och gasen frånvarandra.

Är det små mängder gas bränns den bort på plats. Större mängdertas om hand och skickas i land i rörledningar. I bland pumpasden tillbaks ner igen, dels för att hålla trycket i källan, delsför att utvinnas senare. Oljan kan mellanlagras i plattformenför att senare tankas över i tankfartyg.

För att ekonomiskt motivera dessa gigantiska plattformar krävsstora olje- eller gasfält som kan vara i drift i tiotals år. Mennu ersätts plattformarna allt mer av mindre enheter som liggerdirekt på botten och flytande anläggningar. Produktionshåletborras från ett fartyg eller flytande rigg. TV-försedda ochfjärrmanövrerade robotar monterar ventiler, rörledningar ochannat som behövs direkt på botten i s.k. Subsea Multiple BoosterStations (SMBS). De lägger också rörledningar mellan enheternaoch upp till ett för-ankrat specialfartyg, FPSO (FloatingProduction Storing Offloading) och flytande bojar. Nästa årbörjar oljan flöda från Åsgard-fältet på Haltenbanken utanförNordnorge. Där används den moderna tekniken där plattformarnaersätts av ett FPSO-fartyg för oljeproduktionen och, på sikt, enflytande plattform som skall ta hand om gasen.

Åsgard är ett av Norges största fynd och blir världens störstaundervattensanläggning. Från och med nästa år och 30 år framåtskall det ge ca 200.000 fat olja per år. Det motsvarar Norgeshela årsbehov. Fältet innehåller mest gas (186 mrd kbm) men denproduktionen kommer inte i gång förrän om några år. Totalthandlar det om en investering på ca 35 miljarder norska kronorMed den här nya, jämförelsevis småskaliga tekniken ökar ocksåintresset för ganska små oljekällor. Teknikutveckling har ipraktiken på ett drygt decennium inte bara halveratproduktionskostnaden utan också gjort tidigare omöjligaoljefyndigheter både tekniskt möjliga och ekonomiskt lönsamma.Och den dag källan sinar blir allt lättare för oljebolagen.Bottendelarna kan plockas upp eller täckas över; fartyg ochplattformar lättar ankar och seglar vidare.

Hur Troll, en betongkoloss flera gånger större än Stockholmsstadshus, skall tas om hand den dag den inte kan användas är ettännu olöst problem. Det räcker att påminna om de problem somuppstod när Shell häromåret försökte sänka den relativt lillaflytande bojplattformen Braer.

Det har framkastats vilda ideér om att bygga om Ekofiskbyn tillnöjespalats och kasino. Skattefrihet och offshore är lockandebegrepp – men knappast lösningen för Nordsjöns kommandeskrotproblem.